NO341848B1 - Position sensor for a downhole completion device - Google Patents

Position sensor for a downhole completion device Download PDF

Info

Publication number
NO341848B1
NO341848B1 NO20100716A NO20100716A NO341848B1 NO 341848 B1 NO341848 B1 NO 341848B1 NO 20100716 A NO20100716 A NO 20100716A NO 20100716 A NO20100716 A NO 20100716A NO 341848 B1 NO341848 B1 NO 341848B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
sensor
sensors
magnet
component
moving component
Prior art date
Application number
NO20100716A
Other languages
Norwegian (no)
Other versions
NO20100716L (en
Inventor
Don A Hopmann
Juan P Franco
Priyesh Ranjan
Dan Cousin
Levon H Yeriazarian
Ahmed J Jasser
Original Assignee
Baker Hughes Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Baker Hughes Inc filed Critical Baker Hughes Inc
Publication of NO20100716L publication Critical patent/NO20100716L/en
Publication of NO341848B1 publication Critical patent/NO341848B1/en

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02Determining slope or direction
    • E21B47/024Determining slope or direction of devices in the borehole
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/14Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/09Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/09Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
    • E21B47/092Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes by detecting magnetic anomalies
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/06Sleeve valves
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10TTECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T137/00Fluid handling
    • Y10T137/0753Control by change of position or inertia of system

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Transmission And Conversion Of Sensor Element Output (AREA)
  • Measurement Of Length, Angles, Or The Like Using Electric Or Magnetic Means (AREA)
  • Control Of Position Or Direction (AREA)
  • Switches That Are Operated By Magnetic Or Electric Fields (AREA)

Abstract

Posisjonen til en bevegelig nedihullskomponent, såsom en muffe i en strupeventil, overvåkes og bestemmes ved hjelp aven gruppe av følere, fortrinnsvis Hall-Effectfølere som måler styrken til et magnetfelt fra en magnet som beveger seg med muffen. Følerne måler feltstyrken og mater ut en spenning relatert til styrken til feltet som er detektert. Flere følere, med avlesninger, sender signaler til en mikroprosessor for å beregne magnetposisjonen direkte. Følerne befinner seg i verktøylegemet og er ikke mekanisk koblet til muffen. Muffens aksielle posisjon blir beregnet direkte med bruk av færre enn alle tilgjengelige følere for å øke dataoverføringshastigheten og lette beregning av faktisk posisjon med bruk av kjente matematiske metoder.The position of a movable downhole component, such as a sleeve in a throttle valve, is monitored and determined by a group of sensors, preferably Hall-Effect sensors which measure the strength of a magnetic field from a magnet moving with the sleeve. The sensors measure the field strength and emit a voltage related to the strength of the detected field. Multiple sensors, with readings, send signals to a microprocessor to calculate the magnetic position directly. The sensors are located in the tool body and are not mechanically connected to the socket. The axial position of the sleeve is calculated directly using fewer than all available sensors to increase the data transfer speed and facilitate the calculation of the actual position using known mathematical methods.

Description

PRIORITETSINFORMASJON PRIORITY INFORMATION

[0001] Denne søknaden tar prioritet fra den foreløpige US-søknaden 60/988.460, innlevert 16. november 2007. [0001] This application takes priority from US Provisional Application 60/988,460, filed November 16, 2007.

OPPFINNELSENS OMRÅDE FIELD OF THE INVENTION

[0002] Oppfinnelsen vedrører generelt fremgangsmåter for styring av olje- og gassproduksjonsbrønner. Spesielt vedrører den et magnetisk posisjonsavfølingssystem for å bestemme posisjonen til bevegelige elementer i brønnkompletteringsutstyr anvendt for å kontrollere brønnproduksjon og andre aspekter ved nedihullsoperasjoner. [0002] The invention generally relates to methods for controlling oil and gas production wells. In particular, it relates to a magnetic position sensing system for determining the position of moving elements in well completion equipment used to control well production and other aspects of downhole operations.

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN BACKGROUND OF THE INVENTION

[0003] I mange tilfeller er det ønskelig å vite posisjonen til et bevegelig element innenfor et nedihullsverktøy. Dette er spesielt viktig i en nedihulls strømningsreguleringsanordning der posisjonen til det bevegelige elementet styrer strømningen inn i brønnen. Det bevegelige elementet i disse anordningene blir typisk beveget av en hydraulisk eller elektrisk anordning. Uten en positiv posisjonsangivelse er det vanskelig å sikre at det bevegelige elementet faktisk har blitt beveget til den ønskede posisjonen. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et apparat for positiv bestemmelse av posisjonen til det bevegelige elementet. [0003] In many cases it is desirable to know the position of a moving element within a downhole tool. This is particularly important in a downhole flow control device where the position of the movable element controls the flow into the well. The movable element in these devices is typically moved by a hydraulic or electrical device. Without a positive position indication, it is difficult to ensure that the movable element has actually been moved to the desired position. The present invention provides an apparatus for positive determination of the position of the movable element.

[0004] I et typisk hydraulisk aktivert, intelligent brønnsystem er én eller flere nedihulls strømningsreguleringsanordninger anordnet i en brønn. Disse strømningsreguleringsanordningene blir aktivert ved å forsyne hydraulisk trykk fra overflaten for å bevege en stempelmekanisme som i sin tur bevirker til at det bevegelige elementet eller innsatsen forflyttes til den ønskede posisjonen. For presis posisjonering av strømningsreguleringsanordningen til den ønskede innstillingen kreves tilbakemelding vedrørende dens faktiske posisjon. I fravær av denne tilbakemeldingen blir metoder med avledet tilbakemelding anvendt, så som den beskrevet i US-patentet 6.736.213, for å forsøke å bestemme denne posisjonen. Imidlertid har metodene med avledet tilbakemelding begrenset nøyaktighet. Det er behov for en føler som avføler faktisk posisjon anordnet nedihulls på strømningsreguleringsanordningen som sender posisjonen tilbake til overflaten. Foreliggende oppfinnelse løser problemene med ikke å ha en posisjonsangivelse, eller med å anvende en avledet metode for å bestemme posisjonen, og gir positiv tilbakemelding vedrørende den faktiske posisjonen til strømningsreguleringsanordningen nedihulls. Denne oppfinnelsen finner anvendelse i en rekke forskjellige nedihullsverktøy som blir aktivert mekanisk, hydraulisk eller elektrisk. [0004] In a typical hydraulically activated, intelligent well system, one or more downhole flow control devices are arranged in a well. These flow control devices are activated by supplying hydraulic pressure from the surface to move a piston mechanism which in turn causes the movable element or insert to be moved to the desired position. For precise positioning of the flow control device to the desired setting, feedback regarding its actual position is required. In the absence of this feedback, derivative feedback methods are used, such as that described in US Patent 6,736,213, to attempt to determine this position. However, derived feedback methods have limited accuracy. There is a need for a sensor which detects the actual position arranged downhole on the flow regulation device which sends the position back to the surface. The present invention solves the problems of not having a position indication, or of using a derived method to determine the position, and provides positive feedback regarding the actual position of the flow control device downhole. This invention finds application in a number of different downhole tools that are activated mechanically, hydraulically or electrically.

[0005] Magnetiske følere for å bestemme posisjon har vært anvendt, som vist i US 5.666.050. Ett trekk ved denne søknaden er at den avføler en respons til én enkelt magnet ved anvendelse av én enkelt føler som skrus på og av. Den gjør ikke avlesninger fra flere følere for å måle et magnetfelt for mer nøyaktig å bestemme posisjonen til den bevegelige komponenten. WO 03/091654 A2 vedrører en transduser for måling av en forskyvning langs en bevegelsesakse av en første del i forhold til en andre del. [0005] Magnetic sensors for determining position have been used, as shown in US 5,666,050. One feature of this application is that it senses a response to a single magnet using a single sensor that is turned on and off. It does not take readings from multiple sensors to measure a magnetic field to more accurately determine the position of the moving component. WO 03/091654 A2 relates to a transducer for measuring a displacement along a movement axis of a first part in relation to a second part.

[0006] US 5.732.776 viser, i spalte 23, linje 25, en avstandsføler utenfor en ventil uten å gi detaljer vedrørende følerens oppbygning eller arbeidsmåte. US 6.041.857 anvender en resolver koblet gjennom en girboks for å beregne forflytning av en muffe i et verktøy. Denne søknaden har begrenset verdi der det ikke anvendes motorer for å bevege nedihullskomponenten. Detaljer ved føleren fremgår i spalte 9, linjene 23-46. US 6.334.486 viser bruk av posisjonsfølere og nevner noen få eksempler, så som lineære potensiometre, LVDT-(Linear Voltage Displacement Transducers)-signalomformere, resolvere eller en synkroniseringsvelger for å bestemme posisjon, som angitt i spalte 2, linjene 43-45. Fellestrekket i disse referansene er behovet for å anordne posisjonsføleren på det bevegelige elementet eller på dets drivanordning, og anordning av den tilhørende elektronikken som sørger for kontakt med føleren i det omkringliggende verktøylegemet gir mulighet for signalfordreining. [0006] US 5,732,776 shows, in column 23, line 25, a distance sensor outside a valve without giving details regarding the sensor's structure or working method. US 6,041,857 uses a resolver connected through a gearbox to calculate the displacement of a sleeve in a tool. This application has limited value where no motors are used to move the downhole component. Details of the sensor appear in column 9, lines 23-46. US 6,334,486 shows the use of position sensors and mentions a few examples such as linear potentiometers, LVDT (Linear Voltage Displacement Transducers) signal converters, resolvers or a sync selector to determine position, as indicated in column 2, lines 43-45. The common feature in these references is the need to arrange the position sensor on the moving element or on its drive device, and arrangement of the associated electronics that ensure contact with the sensor in the surrounding tool body gives the possibility of signal distortion.

[0007] US 6.848.189 beskriver generelt en kalibermålingsanordning for å måle diameteren til et borehull under loggeoperasjoner. Den består av et avbøyet fleksibelt element med den ene enden fastholdt og den andre sleidende i et spor mens det fleksible elementet bøyes inn og ut. Følere blir anvendt for å detektere posisjonen til den sleidende enden av elementet mens det beveger seg lineært i sporet. Fra denne informasjonen kan avstanden til toppen av det avbøyde elementet beregnes. [0007] US 6,848,189 generally describes a gauge measuring device for measuring the diameter of a borehole during logging operations. It consists of a deflected flexible member with one end held and the other sliding in a groove as the flexible member is bent in and out. Sensors are used to detect the position of the sliding end of the element as it moves linearly in the track. From this information, the distance to the top of the deflected element can be calculated.

[0008] I spalte 5, linjene 20-55 er følergruppen beskrevet. En magnet er festet til den sleidende enden av det fleksible elementet, og en gruppe av Hall-Effect-følere eller andre magnetiske følere detekterer magnetens bevegelse. Signalene fra alle følerne i gruppen blir så anvendt for å beregne magnetens posisjon med massesentermetoden. [0008] In column 5, lines 20-55, the sensor group is described. A magnet is attached to the sliding end of the flexible element, and a group of Hall-Effect sensors or other magnetic sensors detect the movement of the magnet. The signals from all the sensors in the group are then used to calculate the magnet's position using the center of mass method.

[0009] Den foretrukne utførelsesformen av foreliggende oppfinnelse baserer seg også på bruk av en gruppe av Hall-Effect-følere for å avføle bevegelsen til en magnet anordnet i et bevegelig element, så som en strupeventilinnsats, og to eller flere av føleravlesningene blir anvendt for å beregne magnetens posisjon. Det er flere forskjeller mellom den beskrevne foretrukne utførelsesformen og '189-patentet. '189-patentet er en kaliberanordning for å måle diameteren til borehullet under loggeoperasjoner. Den lineære målingen er en indirekte måte å måle denne diameteren. Den foretrukne utførelsesformen av foreliggende oppfinnelse omfatter direkte måling av den aksielle bevegelsen til en nedihullskomponent, så som en glidemuffe i en strupeventil eller et strømningsrør i en nedihulls sikkerhetsventil. [0009] The preferred embodiment of the present invention is also based on the use of a group of Hall-Effect sensors to sense the movement of a magnet arranged in a movable element, such as a throttle valve insert, and two or more of the sensor readings are used for to calculate the position of the magnet. There are several differences between the disclosed preferred embodiment and the '189 patent. The '189 patent is a gage device for measuring the diameter of the borehole during logging operations. The linear measurement is an indirect way of measuring this diameter. The preferred embodiment of the present invention involves directly measuring the axial movement of a downhole component, such as a sliding sleeve in a throttle valve or a flow tube in a downhole safety valve.

[0010] I '189-patentet er magneten er anordnet på den utvendige diameteren til verktøyet og blir beveget langs et spor gjennom bøyning av det avbøyde, fleksible elementet. Følergruppen er også anordnet i et hus på den utvendige diameteren til verktøyet, eller alternativt forseglet i den innvendige diameteren til verktøyet og avføler magneten gjennom verktøyveggen. I den foretrukne utførelsesformen av foreliggende oppfinnelse er magneten anordnet i et bevegelig element (strupeventilinnsats) i den innvendige diameteren eller innsiden av verktøyet som er eksponert for produksjonsrørtrykk. Magneten blir beveget sammen med hele innsatsen når strupeventilens innstilling blir endret. Det er ingen spor. Følergruppen kan være forseglet i et hus på den utvendige diameteren til verktøyet. Magnetfeltet blir avfølt gjennom både husveggen og verktøylegemet. I alternative utførelsesformer til den foretrukne utførelsesformen er følergruppen anordnet i det ytre verktøylegemet og magneten blir avfølt gjennom verktøylegemet. Følergruppen er atskilt fra magneten av verktøylegemet slik at det ikke er behov for noen fysisk forbindelse mellom gruppen og det bevegelige elementet. [0010] In the '189 patent, the magnet is arranged on the outside diameter of the tool and is moved along a track through bending of the deflected flexible member. The sensor group is also arranged in a housing on the outside diameter of the tool, or alternatively sealed in the inside diameter of the tool and senses the magnet through the tool wall. In the preferred embodiment of the present invention, the magnet is arranged in a movable element (throttle valve insert) in the inner diameter or inside of the tool which is exposed to production pipe pressure. The magnet is moved along with the entire insert when the throttle valve setting is changed. There are no traces. The sensor assembly may be sealed in a housing on the outside diameter of the tool. The magnetic field is sensed through both the housing wall and the tool body. In alternative embodiments to the preferred embodiment, the sensor group is arranged in the outer tool body and the magnet is sensed through the tool body. The sensor group is separated from the magnet by the tool body so that there is no need for any physical connection between the group and the moving element.

[0011] I '189-patentet, spalte 5, linjene 37 - 42, er det angitt at magneten også roterer når den beveger seg, og følgelig roterer også magnetfeltet. Denne effekten må kompenseres for under kalibrering. I den foretrukne utførelsesformen av fore liggende oppfinnelse vil magneten fortrinnsvis ikke rotere eller endre orientering mens den beveger seg. Orienteringen av magnetens nord- og sydpol holdes fortrinnsvis fast i forhold til verktøyets akse, som fremgår i figur 6. Kompensasjon for magnetrotasjon gjøres unødvendig. [0011] In the '189 patent, column 5, lines 37 - 42, it is stated that the magnet also rotates as it moves, and consequently the magnetic field also rotates. This effect must be compensated for during calibration. In the preferred embodiment of the present invention, the magnet will preferably not rotate or change orientation while moving. The orientation of the magnet's north and south pole is preferably kept fixed in relation to the axis of the tool, as shown in figure 6. Compensation for magnet rotation is made unnecessary.

[0012] Endelig anvender '189-patentet "massesentermetoden” for å beregne posisjonen fra føleravlesningene. Dette er beskrevet i spalte 5, linjene 46 - 53. Det anvender utmatingen fra alle følerne i gruppen for å beregne posisjonen. Den foretrukne utførelsesform av foreliggende oppfinnelse anvender 2 eller flere føleravlesninger for å bestemme posisjonen, og fokuserer kun på utmatingene fra de følerne som faktisk reagerer på magnetfeltetet for å bestemme posisjonen. Avlesningene fra de følerne som ikke avføler magnetfeltet blir ikke anvendt. I eksempelet vist i figur 9 blir kun avlesninger fra følerne 2, 3 og 4 anvendt for å beregne posisjonen, til forskjell fra metoden i '189-patenter der avlesninger fra alle 8 følerne ville blitt anvendt. Dersom posisjonen blir beregnet på overflaten, vil kun de 3 føleravlesningene vist i figur 9, for eksempel, måtte bli sendt til overflaten, og ikke avlesningene fra hele gruppen. [0012] Finally, the '189 patent uses the "center of mass method" to calculate the position from the sensor readings. This is described in column 5, lines 46 - 53. It uses the output from all the sensors in the array to calculate the position. The preferred embodiment of the present invention uses 2 or more sensor readings to determine position, and focuses only on the outputs from those sensors that actually respond to the magnetic field to determine position. The readings from those sensors that do not sense the magnetic field are not used. In the example shown in Figure 9, only readings from sensors 2, 3 and 4 are used to calculate the position, unlike the method in the '189 patents where readings from all 8 sensors would be used. If the position is calculated on the surface, only the 3 sensor readings shown in Figure 9, for example , had to be sent to the surface, and not the readings from the whole group.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN SUMMARY OF THE INVENTION

[0013] Posisjonen til en bevegelig nedihullskomponent, så som en muffe i en strupeventil, overvåkes og bestemmes med bruk av en gruppe av følere, fortrinnsvis Hall Effect-følere som måler styrken til et magnetfelt fra en magnet beveger seg med muffen. Følerne måler feltstyrken og mater ut en spenning relatert til styrken til feltet som er detektert. Flere følere, med avlesninger, sender signaler til en mikroprosessor for å beregne magnetens posisjon direkte. Følerne befinner seg i verktøylegemet og er ikke mekanisk koblet til muffen. Den aksielle posisjonen til muffen blir beregnet direkte med bruk av færre enn alle tilgjengelige følere for å øke dataoverføringshastigheten og lette beregning av faktisk posisjon med bruk av kjente matematiske metoder. [0013] The position of a moving downhole component, such as a sleeve in a throttle valve, is monitored and determined using a group of sensors, preferably Hall Effect sensors that measure the strength of a magnetic field from a magnet moving with the sleeve. The sensors measure the field strength and output a voltage related to the strength of the detected field. Several sensors, with readings, send signals to a microprocessor to calculate the position of the magnet directly. The sensors are located in the tool body and are not mechanically connected to the sleeve. The axial position of the sleeve is calculated directly using fewer than all available sensors to increase data transfer speed and facilitate calculation of actual position using known mathematical methods.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0014] Figur 1 er et skjematisk utsnitt av en glidemuffeventilenhet som omfatter posisjonsføleranordningen; [0014] Figure 1 is a schematic section of a sliding sleeve valve unit comprising the position sensor device;

[0015] Figur 2 er en isometrisk skisse av en del av glidemuffeventilenheten med posisjonsføleranordningen; [0015] Figure 2 is an isometric sketch of a portion of the slide valve assembly with the position sensor device;

[0016] Figur 3 er et forenklet blokkdiagram av de elektroniske komponentene i systemet; [0016] Figure 3 is a simplified block diagram of the electronic components of the system;

[0017] Figur 4 er tilsvarende som figur 3, men viser en alternativ utførelsesform uten en demultiplekser; [0017] Figure 4 is similar to Figure 3, but shows an alternative embodiment without a demultiplexer;

[0018] Figur 5 er en graf av den utmatede responsen fra en typisk lineær Hall-Effect-føler mens en magnet med sin sydpol rettet mot føleren beveger seg lineært forbi den; [0018] Figure 5 is a graph of the output response from a typical linear Hall-Effect sensor as a magnet with its south pole directed towards the sensor moves linearly past it;

[0019] Figur 6 er en forenklet skjematisk skisse som viser relasjonen mellom magneten og én enkelt Hall-Effect-føler; [0019] Figure 6 is a simplified schematic diagram showing the relationship between the magnet and a single Hall-Effect sensor;

[0020] Figurene 7, 8 og 9 er grafer av den utmatede responsen fra en gruppe av typiske lineære Hall-Effect-følere mens en magnet blir beveget lineært langs gruppen; [0020] Figures 7, 8 and 9 are graphs of the output response of an array of typical linear Hall-Effect sensors as a magnet is moved linearly along the array;

[0021] Figur 10 en graf av utgangsspenning fra en gruppe av åtte følere som funksjon av magnetens posisjon, der følerne er Hall-Effect-brytere; [0021] Figure 10 is a graph of output voltage from a group of eight sensors as a function of the position of the magnet, where the sensors are Hall-Effect switches;

[0022] Figur 11 er en modifikasjon av figur 10 som viser bryterne med en tettere plassering; [0022] Figure 11 is a modification of Figure 10 showing the switches with a closer arrangement;

[0023] Figur 12 er skisse av en del av verktøyet med dekselet fjernet; [0023] Figure 12 is a sketch of part of the tool with the cover removed;

[0024] Figur 13 er et utsnitt av verktøyet vist i figur 12; [0024] Figure 13 is a section of the tool shown in Figure 12;

[0025] Figur 14 er en alternativ utførelsesform til figur 12, som viser følerne i en boring i verktøyets vegg; [0025] Figure 14 is an alternative embodiment to Figure 12, which shows the sensors in a bore in the wall of the tool;

[0026] Figur 15 er en alternativ utførelsesform for en underjordisk sikkerhetsventil; [0026] Figure 15 is an alternative embodiment of an underground safety valve;

[0027} Figur 16 er en alternativ utførelsesform der gruppens lengde er kortere enn magnetens bevegelsesområde; [0027} Figure 16 is an alternative embodiment where the length of the group is shorter than the magnet's range of motion;

[0028] Figur 17 er en graf av den utmatede responsen fra en typisk lineær Hall-Effect-føler når magneter med ulik feltstyrke og polaritet blir beveget lineært forbi den. [0028] Figure 17 is a graph of the output response of a typical linear Hall-Effect sensor when magnets of different field strength and polarity are moved linearly past it.

DETALJERT BESKRIVELSE AV DEN FORETRUKNE UTFØRELSESFORM DETAILED DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENT

[0029] I én foretrukket utførelsesform er det bevegelige elementet del av en fjernaktivert glidemuffe-type strømningsreguleringsanordning. Som kan sees i figur 1 er et verktøylegeme 1 et rørformet element festet ved sin øvre ende til produksjons rørstrengen (ikke vist), og blir på den måten holdt på plass inne i brønnen. Den nedre enden inneholder en sekvens av slisser (ikke vist) anordnet rundt periferien. En innsats 2 er et rørformet element innkapslet i et verktøylegeme 1. Den nedre enden av innsatsen 2 inneholder en sekvens av slisser (ikke vist) rundt periferien anordnet for å linjeføres radielt med slissene i verktøylegemet 1. En sekvens av tetninger (ikke vist) tetter av det ringformede området mellom verktøylegemet 1 og innsatsen 2 ovenfor og nedenfor slissene i verktøylegemet 1. Når en ekstern aktiveringskraft blir påført på anordningen, beveger innsatsen 2 seg aksielt inne i verktøylegemet 1. I den ene enden av bevegelsesområdet til innsatsen 2 er slissene i verktøylegemet 1 og innsatsen 2 linjeført, og muliggjør strømning mellom formasjonen og brønnen. Når innsatsen 2 befinner seg i den andre enden av sitt bevegelsesområde, er slissene i innsatsen 2 isolert fra slissene i verktøylegemet 1 av tetningene i det ringformede området, og ingen strømning til eller fra formasjonen er mulig. Dersom innsatsen 2 blir beveget til en mellomliggende posisjon, vil slissene i verktøylegemet 1 og innsatsen 2 bare delvis overlappe. Det effektive strømningsarealet gjennom anordningen kan justeres ved å variere overlappen mellom slissene i verktøylegemet 1 og innsatsen 2 og således muliggjøre regulering av strømningen mellom formasjonen og brønnen. [0029] In one preferred embodiment, the movable element is part of a remotely activated sliding sleeve type flow control device. As can be seen in Figure 1, a tool body 1 is a tubular element attached at its upper end to the production pipe string (not shown), and is thus held in place inside the well. The lower end contains a sequence of slots (not shown) arranged around the periphery. An insert 2 is a tubular member encased in a tool body 1. The lower end of the insert 2 contains a sequence of slots (not shown) around the periphery arranged to align radially with the slots in the tool body 1. A sequence of seals (not shown) seals of the annular area between the tool body 1 and the insert 2 above and below the slots in the tool body 1. When an external actuation force is applied to the device, the insert 2 moves axially inside the tool body 1. At one end of the range of motion of the insert 2 are the slots in the tool body 1 and the insert 2 aligned, enabling flow between the formation and the well. When the insert 2 is at the other end of its range of motion, the slots in the insert 2 are isolated from the slots in the tool body 1 by the seals in the annular area, and no flow to or from the formation is possible. If the insert 2 is moved to an intermediate position, the slots in the tool body 1 and the insert 2 will only partially overlap. The effective flow area through the device can be adjusted by varying the overlap between the slots in the tool body 1 and the insert 2 and thus enable regulation of the flow between the formation and the well.

[0030] Verktøylegemet 1 er fortrinnsvis laget av et materiale med lav magnetisk permeabilitet, så som en nikkellegering 718. Innsatsen 2 kan være laget av et materiale med enten lav eller høy magnetisk permeabilitet. En magnet 3 er anordnet i innsatsen 2 med sin sydpol vendt mot anordningens utvendige diameter. Magneten 3 genererer et magnetfelt som er illustrert av flukslinjer 4. Et følerkort 5 er anordnet inne i et elektronikkhus 6. Følerkortet 5 inneholder en følergruppe 7, en multiplekser 8, en demultiplekser 9, en styringsenhet 10 og en temperaturføler 18. Følergruppen 7 omfatter flere lineære Hall-Effect-følere 11 jevnt fordelt og anordnet aksielt langs bevegelsesbanen til innsatsen 2. Materialet med lav magnetisk permeabilitet anvendt i verktøylegemet 1 gjør at magnetfeltet fra magneten 3 kommer frem til individuelle Hall-Effect-følere 11 i følergruppen 7. [0030] The tool body 1 is preferably made of a material with low magnetic permeability, such as a nickel alloy 718. The insert 2 can be made of a material with either low or high magnetic permeability. A magnet 3 is arranged in the insert 2 with its south pole facing the outer diameter of the device. The magnet 3 generates a magnetic field which is illustrated by flux lines 4. A sensor board 5 is arranged inside an electronics housing 6. The sensor board 5 contains a sensor group 7, a multiplexer 8, a demultiplexer 9, a control unit 10 and a temperature sensor 18. The sensor group 7 comprises several linear Hall-Effect sensors 11 evenly distributed and arranged axially along the movement path of the insert 2. The material with low magnetic permeability used in the tool body 1 means that the magnetic field from the magnet 3 reaches individual Hall-Effect sensors 11 in the sensor group 7.

[0031] Med henvisning til figur 2 er elektronikkhuset 6 en forseglet rørformet beholder laget av et materiale med lav magnetisk permeabilitet, så som nikkellegeringen 718, festet på verktøylegemet 1 med en øvre klemenhet 25 og en nedre klemenhet 26. Innsatsen 2 er inneholdt i verktøylegemet 1. Elektronikkhuset 6 er linjeført aksielt og radielt med magneten (ikke vist i denne figuren) anordnet i innsatsen 2. En kabelhodeenhet 15 muliggjør tilkobling til en kontrollkabel 17 som går til en styringsenhet på overflaten (ikke vist). [0031] Referring to Figure 2, the electronics housing 6 is a sealed tubular container made of a material with low magnetic permeability, such as the nickel alloy 718, fixed on the tool body 1 with an upper clamping unit 25 and a lower clamping unit 26. The insert 2 is contained in the tool body 1. The electronics housing 6 is aligned axially and radially with the magnet (not shown in this figure) arranged in the insert 2. A cable head unit 15 enables connection to a control cable 17 which goes to a control unit on the surface (not shown).

[0032] Med henvisning tilbake til figur 1 er elektronikkhuset 6 forseglet med et øvre endedeksel 12 og et nedre endedeksel 13. Denne forseglingen er fortrinnsvis dannet ved å sveise fast det øvre endedekslet 12 og det nedre endedekselet 13 til elektronikkhuset 6, men kan også være dannet med andre velkjente metoder, så som elastomere tetninger, ikke-elastomere tetninger eller metalliske tetninger. Utmatingen fra styringsenheten 10 blir sendt til ledningen 16. Det øvre endedekslet 12 er forbundet med kabelhodet 15 og inneholder en gjennomføringsenhet 14 for å lette tilkobling av kabelen 16 til kontrollkabelen 17. Kontrollkabelen 17 går til overflaten og er koblet til en overflatestyringsenhet (ikke vist). [0032] With reference back to Figure 1, the electronics housing 6 is sealed with an upper end cover 12 and a lower end cover 13. This seal is preferably formed by welding the upper end cover 12 and the lower end cover 13 to the electronics housing 6, but can also be formed by other well-known methods, such as elastomeric seals, non-elastomeric seals or metallic seals. The output from the control unit 10 is sent to the line 16. The upper end cover 12 is connected to the cable head 15 and contains a grommet 14 to facilitate the connection of the cable 16 to the control cable 17. The control cable 17 goes to the surface and is connected to a surface control unit (not shown) .

[0033] Linjeføring og korrekt posisjonering av elektronikkhuset 6 på verktøylegemet 1 sikrer at systemet er nøyaktig. Som kan sees i figur 2 har de øvre og nedre klemenhetene 25 og 26 avtagbare øvre lokk 27 og 28. De avtakbare øvre lokkene 27 og 28 gjør at elektronikkhuset 6 kan fjernes fra de øvre og nedre klemenhetene 25 og 26. Dette gir enkel tilgang til kabelhodet 15 for å lette tilkobling til kontrollkabelen 17. De øvre og nedre klemenhetene 25 og 26 forblir fast festet og låst på plass på verktøylegemet 1 mens elektronikkhuset 6 fjernes. De øvre og nedre klemenhetene 25 og 26 omfatter et orienteringstrekk som sikrer at elektronikkhuset 6 blir plassert i nøyaktig samme posisjon når det settes inn igjen. [0033] Alignment and correct positioning of the electronics housing 6 on the tool body 1 ensures that the system is accurate. As can be seen in Figure 2, the upper and lower clamp units 25 and 26 have removable upper covers 27 and 28. The removable upper covers 27 and 28 enable the electronics housing 6 to be removed from the upper and lower clamp units 25 and 26. This provides easy access to the cable head 15 to facilitate connection to the control cable 17. The upper and lower clamp assemblies 25 and 26 remain firmly attached and locked in place on the tool body 1 while the electronics housing 6 is removed. The upper and lower clamping units 25 and 26 comprise an orientation feature which ensures that the electronics housing 6 is placed in exactly the same position when it is inserted again.

[0034] Med henvisning tilbake til figur 1 er følerkortet 5 fast festet til elektronikkhuset 6 for å hindre bevegelse av følergruppen 7 i forhold til innsatsen 2 og for å sikre korrekt orientering av følergruppen i forhold til magneten 3. Følerkortet 5 kan bli festet i huset med bruk av en hvilken som helst av flere velkjente metoder, og festemåten er derfor ikke vist. Følergruppen 7 er fortrinnsvis anordnet så nær som mulig bunnen av elektronikkhuset 6, slik at Hall-Effect-følerne 11 befinner seg nær ved magneten 3. Følergruppen 7 strekker seg over den delen av bevegelsesområdet til magneten 3 som det er ønsket å måle posisjonen til innsatsen for. [0034] With reference back to Figure 1, the sensor board 5 is firmly attached to the electronics housing 6 to prevent movement of the sensor group 7 in relation to the insert 2 and to ensure correct orientation of the sensor group in relation to the magnet 3. The sensor board 5 can be attached to the housing using any of several well-known methods, and the method of attachment is therefore not shown. The sensor group 7 is preferably arranged as close as possible to the bottom of the electronics housing 6, so that the Hall-Effect sensors 11 are located close to the magnet 3. The sensor group 7 extends over the part of the movement area of the magnet 3 where it is desired to measure the position of the insert for.

[0035] I en annen, ekvivalent utførelsesform av systemet kan følergruppen 7 være festet til det bevegelige elementet, og magneten 3 kan være plassert i verktøylegemet 1. [0035] In another, equivalent embodiment of the system, the sensor group 7 can be attached to the movable element, and the magnet 3 can be located in the tool body 1.

0036] Selv om en gruppe bestående av åtte følere er vist, innser en lett at gruppen kan omfatte et hvilket som helst antall følere 11 som nødvendig for fullt ut å dekke den ønskede delen av bevegelsesområdet til innsatsen 2. Likeledes, selv om alle de elektroniske komponentene er vist anordnet på ett enkelt kort, kan de være fordelt over to eller flere kort som nødvendig for å lette montering i anordningen. 0036] Although an array of eight sensors is shown, it is readily appreciated that the array may include any number of sensors 11 necessary to fully cover the desired portion of the range of motion of the insert 2. Likewise, although all of the electronic the components are shown arranged on a single card, they may be distributed over two or more cards as necessary to facilitate assembly in the device.

[0037] Nedihulls-styringsenheten 10 er et mikroprosessor- eller mikrokontrollerbasert system. Det består av én eller flere mikroprosessorer eller mikrokontrollere og tilhørende komponenter som nødvendig for å besørge avlesning av følergruppen, behandling av følerdataene, kommunikasjon med overflatestyringsenheten og eventuelle andre styrefunksjoner nødvendig for nedihullsanordningen. Kommunikasjonen med nedihulls-styringsenheten 10 kan enten skje ved direkte kommunikasjon mellom den enkelte nedihullsanordning og overflatestyringsenheten, eller som en del av et større nedihulls datainnsamlings- og styringssystem som omfatter andre nedihullsanordninger så som følere og fjernaktiverte strømningsreguleringsanordninger. [0037] The downhole control unit 10 is a microprocessor or microcontroller based system. It consists of one or more microprocessors or microcontrollers and associated components necessary to provide reading of the sensor group, processing of the sensor data, communication with the surface control unit and any other control functions necessary for the downhole device. The communication with the downhole control unit 10 can either take place by direct communication between the individual downhole device and the surface control unit, or as part of a larger downhole data collection and control system that includes other downhole devices such as sensors and remotely activated flow control devices.

[0038] Som kan sees i figur 3 er følergruppen koblet til en A/D-omformer gjennom en multiplekser. Utgangen fra A/D-omformeren er koblet til nedihullsmikrostyringsenheten. A/D-omformeren kan være en egen komponent eller et integrert trekk i selve mikrokontrolleren. Kraften til følergruppen blir sendt gjennom en demultiplekser. Dette gjør at følerne 11 kan skrus på enkeltvis når det er nødvendig, slik at kraften som forbrukes av følergruppen minimeres. Styresignaler fra nedihulls-styringsenheten forsyner adresseringsinnmating til både multiplekseren og demultiplekseren. For å bestemme magnetens posisjon sender styringsenheten adressen til den første føleren til demultiplekseren. Demultiplekseren aktiverer da utgangen til den første føleren og forsyner således kraft til føleren. Nedihulls-styringsenheten forsyner så adressen til den første føleren til multiplekseren og aktiverer utgangen fra denne, og ruter således utgangen fra den første føleren til A/D-omformeren. A/D-omformeren digitaliserer så følerens utgang og sender den til nedihulls-styringsenheten. Nedihulls-styringsenheten deaktiverer så multiplekseren og demultiplekseren og fjerner således kraftforsyningen til den første føleren. Nedihulls-styringsenheten gjentar denne prosessen for alle følere i gruppen. Etter at alle følerne er avlest, sender nedihulls-styringsenheten de ubehandlede dataverdiene til en overflatestyringsenhet for behandling, eller beregner alternativt den faktiske posisjonen fra de innsamlede verdiene før den sender den faktiske posisjonen til overflaten. [0038] As can be seen in Figure 3, the sensor group is connected to an A/D converter through a multiplexer. The output of the A/D converter is connected to the downhole microcontroller. The A/D converter can be a separate component or an integrated feature in the microcontroller itself. The power to the sensor array is sent through a demultiplexer. This means that the sensors 11 can be turned on individually when necessary, so that the power consumed by the sensor group is minimized. Control signals from the downhole control unit provide addressing input to both the multiplexer and the demultiplexer. To determine the position of the magnet, the control unit sends the address of the first sensor to the demultiplexer. The demultiplexer then activates the output of the first sensor and thus supplies power to the sensor. The downhole control unit then supplies the address of the first sensor to the multiplexer and activates the output thereof, thus routing the output of the first sensor to the A/D converter. The A/D converter then digitizes the sensor's output and sends it to the downhole control unit. The downhole control unit then disables the multiplexer and demultiplexer and thus removes the power supply to the first sensor. The downhole control unit repeats this process for all sensors in the group. After all the sensors are read, the downhole controller sends the raw data values to a surface controller for processing, or alternatively calculates the actual position from the collected values before sending the actual position to the surface.

[0039] Magnetfeltet generert av magneten og følsomheten til følerne kan begge påvirkes av temperaturendringer. En temperaturføler kan være tilveiebragt i systemet som angitt i figur 3 for å muliggjøre bruk av temperaturkompensasjon på føleravlesningene. Denne føleren kan være en termistor, RTD eller en hvilken som helst annen temperaturføleranordning. [0039] The magnetic field generated by the magnet and the sensitivity of the sensors can both be affected by temperature changes. A temperature sensor may be provided in the system as indicated in Figure 3 to enable the use of temperature compensation on the sensor readings. This sensor can be a thermistor, RTD or any other temperature sensing device.

[0040] Selv om én foretrukket utførelsesform omfatter en demultiplekser for å fordele kraft til følerne, kan denne fjernes og følerne vil være aktivisert hele tiden. Figur 4 er et forenklet blokkdiagram av de elektroniske komponentene for denne utførelsesformen. [0040] Although one preferred embodiment includes a demultiplexer to distribute power to the sensors, this can be removed and the sensors will be activated all the time. Figure 4 is a simplified block diagram of the electronic components for this embodiment.

[0041] Lineære Hall-Effect-følere er anordninger som reagerer på magnetfelter. De fleste lineære Hall-Effect-følere er ratiometriske der deres utgangsspenning og følsomhet er proporsjonal med inngangsspenningen. Hvile-utgangsspenningen er typisk 1⁄2 av inngangsspenningen. Hall-Effect-føleren er også følsom for magnetfeltets polaritet. I nærvær av et syd-magnetfelt vil utgangen øke. I nærvær av et nord-magnetfelt vil utgangen avta. Endringen av utgangen er proporsjonal med endringen i flukstettheten til det påtrykkede magnetfeltet. [0041] Linear Hall-Effect sensors are devices that respond to magnetic fields. Most linear Hall-Effect sensors are ratiometric where their output voltage and sensitivity are proportional to the input voltage. The quiescent output voltage is typically 1⁄2 of the input voltage. The Hall-Effect sensor is also sensitive to the polarity of the magnetic field. In the presence of a south magnetic field the output will increase. In the presence of a north magnetic field the output will decrease. The change in output is proportional to the change in the flux density of the applied magnetic field.

[0042] I figur 5 er den vertikale koordinataksen følerutgangen og den horisontale koordinataksen er magnetens posisjon. Grafen er justert slik at den horisontale koordinataksen er sammenfallende med følerens hvile-utgangsspenning. Punktene A og B representerer grensene mellom hvilke føleren vil reagere på magneten. D er amplituden til følerutgangen når magneten er sentrert under føleren i punkt C. Ved punktene A og B er følerutgangen er hovedsakelig lik følerens hvileutgangsspenning. Posisjonen til A og B og absoluttverdien til D er en funksjon av magnetens størrelse, form og feltstyrke, følsomheten til føleren og avstanden mellom føleren og magnetens flate. [0042] In Figure 5, the vertical coordinate axis is the sensor output and the horizontal coordinate axis is the position of the magnet. The graph is adjusted so that the horizontal coordinate axis coincides with the sensor's resting output voltage. Points A and B represent the limits between which the sensor will react to the magnet. D is the amplitude of the sensor output when the magnet is centered under the sensor at point C. At points A and B, the sensor output is essentially equal to the sensor's quiescent output voltage. The position of A and B and the absolute value of D is a function of the size, shape and field strength of the magnet, the sensitivity of the sensor and the distance between the sensor and the surface of the magnet.

[0043] Med henvisning til figur 6 er føleren 50 anordnet på et fast sted med sin avfølingsflate 51 orientert normalt på sin senterlinje i retning av magneten. Magneten 52 er anordnet i det bevegelige elementet slik at dens sydpolflate 53 er orientert normalt på dens senterlinje i retning av føleren. Mens magneten beveger seg langs sin bane 55 holdes avstanden 56 mellom planet til sydpolflaten 53 og planet til avfølingsflaten 51 konstant. Når magneten 52 er en avstand 57 fra følerens senterlinje, begynner føleren 50 å reagere på magneten. Avstanden 57 svarer til punktet A i figur 5. Når magneten 52 beveger seg mot senterlinjen til føleren 50, fortsetter dens utgang å øke. Utgangen fra føleren 50 når sitt maksimum når magneten 52 er linjeført med senterlinjen til føleren 50. Dette svarer til punkt C i figur 5. Når magneten beveger seg videre, fortsetter utgangen fra føleren 50 å avta inntil dens utgang når dens hvilespenning ved en avstand 58. Dette svarer til punkt B i figur 5. Selv om denne utførelsesformen anvender en magnet som har sin syd-flate vendt mot føleren, innser en lett at systemet også vil kunne realiseres med magnetisk nord-flaten vendt mot føleren. I dette tilfellet ville bølgeformen vist i figur 5 ha vært invertert, idet følerens utgangsspenning faller under hvilespenningen når den reagerer på magnetfeltet. [0043] With reference to Figure 6, the sensor 50 is arranged in a fixed location with its sensing surface 51 oriented normally on its center line in the direction of the magnet. The magnet 52 is arranged in the movable element so that its south pole surface 53 is oriented normal to its center line in the direction of the sensor. While the magnet moves along its path 55, the distance 56 between the plane of the south pole surface 53 and the plane of the sensing surface 51 is kept constant. When the magnet 52 is a distance 57 from the center line of the sensor, the sensor 50 begins to respond to the magnet. The distance 57 corresponds to point A in figure 5. As the magnet 52 moves towards the center line of the sensor 50, its output continues to increase. The output from the sensor 50 reaches its maximum when the magnet 52 is aligned with the centerline of the sensor 50. This corresponds to point C in Figure 5. As the magnet moves further, the output from the sensor 50 continues to decrease until its output reaches its quiescent voltage at a distance 58 This corresponds to point B in figure 5. Although this embodiment uses a magnet whose south face faces the sensor, one easily realizes that the system can also be realized with the magnetic north face facing the sensor. In this case, the waveform shown in Figure 5 would have been inverted, as the sensor's output voltage falls below the resting voltage when it reacts to the magnetic field.

[0044] Med henvisning tilbake til figur 1 genererer de lineære Hall-Effect-følerne 11 en analog utgangsspenning som er proporsjonal med det påtrykkede magnetfeltet. Etter hvert som innsatsen 2 beveger seg gjennom sitt bevegelsesområde vil magnetfeltet som sees av hver føler i følergruppen 7 variere. Når magneten 3 nærmer seg posisjonen til en gitt føler, øker magnetfeltet 4 ved denne føleren, og med det øker utgangsspenningen fra føleren. I et punkt der magneten 3 er sentrert direkte under en gitt føler, når magnetfeltet 4 som sees av denne føleren sitt maksimum, og derfor når utgangsspenningen fra føleren sitt maksimum. Når magneten 3 passerer føleren og begynner å bevege seg vekk, begynner magnetfeltet ved føleren å falle, og følerens utgangsspenning begynner også å falle. [0044] Referring back to Figure 1, the linear Hall-Effect sensors 11 generate an analog output voltage that is proportional to the applied magnetic field. As the insert 2 moves through its range of motion, the magnetic field seen by each sensor in the sensor group 7 will vary. When the magnet 3 approaches the position of a given sensor, the magnetic field 4 at this sensor increases, and with it the output voltage from the sensor increases. At a point where the magnet 3 is centered directly under a given sensor, the magnetic field 4 seen by this sensor reaches its maximum, and therefore the output voltage from the sensor reaches its maximum. As the magnet 3 passes the sensor and begins to move away, the magnetic field at the sensor begins to fall, and the sensor's output voltage also begins to fall.

[0045] Figurene 7, 8 og 9 er grafer som viser den utgangsresponsen fra en gruppe av typiske lineære Hall-Effect-følere når en magnet blir beveget lineært langs gruppen. Den vertikale koordinataksen er følerutgangen; den horisontale koordinataksen er magnetens posisjon. Grafene er justert slik at den horisontale koordinataksen er sammenfallende med følerens hvile-utgangsspenning. Figur 7 viser en graf av utgangsspenningen til en gruppe bestående av åtte følere som funksjon av magnetens posisjon. I dette eksempelet representerer punkt E den ene enden av magnetens bevegelsesområde og punkt F representerer den andre enden. Føleren 1 er sentrert om punkt E og føler 8 er sentrert om punkt F. Etter hvert som magneten beveger seg fra E til F går den forbi alle følerne i gruppen. Innledningsvis, med magneten i posisjon E, har utgangen fra føler 1 sin maksimalverdi. Når magneten beveger seg mot F, begynner utgangen fra føler 1 å avta. [0045] Figures 7, 8 and 9 are graphs showing the output response from an array of typical linear Hall-Effect sensors when a magnet is moved linearly along the array. The vertical coordinate axis is the sensor output; the horizontal coordinate axis is the position of the magnet. The graphs are adjusted so that the horizontal coordinate axis coincides with the sensor's resting output voltage. Figure 7 shows a graph of the output voltage of a group consisting of eight sensors as a function of the magnet's position. In this example, point E represents one end of the magnet's range of motion and point F represents the other end. Sensor 1 is centered on point E and sensor 8 is centered on point F. As the magnet moves from E to F, it passes all the sensors in the group. Initially, with the magnet in position E, the output from sensor 1 has its maximum value. As the magnet moves towards F, the output from sensor 1 begins to decrease.

[0046] Grafen i figur 8 illustrerer kun de første to følerne i gruppen. Etter hvert som magneten beveger seg videre, fortsetter utgangen fra føler 1 å falle. Når magneten kommer til posisjonen L, begynner føler 2 også å reagere på magnetfeltet; imidlertid er absoluttverdien til utgangen fra føler 1 fortsatt større. Posisjonen M er punktet midt mellom de to følerne. Etter at magneten har passert posisjonen M, er absoluttverdien til utgangen fra føler 2 større enn den fra føler 1. Etter hvert som magneten beveger seg videre fortseter utgangen fra føler 2 å øke, og utgangen fra føler 1 fortsetter å falle inntil posisjonen N er nådd og føler 1 ikke lenger reagerer på magnetfeltet. Etter hvert som magneten beveger seg videre, fortsetter utgangen fra føler 2 å øke inntil magneten er sentrert under føleren 2 i posisjon O. Etter at magneten har passert dette punktet, begynner utgangen fra føler 2 å falle. Denne oppførselen gjentar seg etter hvert som magneten beveger seg forbi hver av følerne i gruppen. [0046] The graph in Figure 8 only illustrates the first two sensors in the group. As the magnet moves further, the output from sensor 1 continues to fall. When the magnet reaches position L, sensor 2 also begins to react to the magnetic field; however, the absolute value of the output from sensor 1 is still greater. The position M is the point in the middle between the two sensors. After the magnet has passed position M, the absolute value of the output from sensor 2 is greater than that from sensor 1. As the magnet moves further, the output from sensor 2 continues to rise, and the output from sensor 1 continues to fall until position N is reached and sensor 1 no longer reacts to the magnetic field. As the magnet moves further, the output from sensor 2 continues to increase until the magnet is centered under sensor 2 at position O. After the magnet has passed this point, the output from sensor 2 begins to fall. This behavior repeats itself as the magnet moves past each of the sensors in the group.

[0047] Denne repeterbarheten i følerens reaksjon på magnetfeltet kan anvendes for å beregne magnetens posisjon med bruk av en hvilken som helst av mange mulige metoder. [0047] This repeatability in the sensor's reaction to the magnetic field can be used to calculate the magnet's position using any of many possible methods.

[0048] Den enkleste metoden anvender posisjonen til føleren med høyest utgang for å bestemme hvor magneten befinner seg. Med henvisning tilbake til figur 7, når magneten er i posisjon G, vil både føler 3 og føler 4 reagere på tilstedeværelsen av magnetfeltet. Absoluttverdien til utgangen fra føler 3 er større enn den til føler 4, og det kan derfor lett fastslås at magneten befinner seg nærmere føler 3 enn føler 4. Med bruk av den enkle metoden med å fastslå at føler 3 har den høyeste utgangen av de åtte følerne i gruppen, kan magnetens posisjon fastslås å være mellom punktene H og I. Oppløsningen som oppnås med denne metoden kan sees å være lik avstanden mellom følerne. [0048] The simplest method uses the position of the sensor with the highest output to determine where the magnet is located. Referring back to Figure 7, when the magnet is in position G, both sensor 3 and sensor 4 will respond to the presence of the magnetic field. The absolute value of the output from sensor 3 is greater than that of sensor 4, so it can easily be determined that the magnet is closer to sensor 3 than sensor 4. Using the simple method of determining that sensor 3 has the highest output of the eight sensors in the group, the position of the magnet can be determined to be between points H and I. The resolution obtained by this method can be seen to be equal to the distance between the sensors.

[0049] Oppløsningen kan økes ytterligere ved å anvende verdiene fra flere følere for å bestemme posisjonen. I den enkleste metoden blir verdiene til de to høyeste følerne sammenliknet for å øke oppløsningen til høyere enn føleravstanden. Igjen med henvisning til figur 7, med magneten sentrert ved posisjonen G, har føler 3 den høyeste utgangen av følerne i gruppen. Dersom føler 3 er den eneste føleren som utviser reaksjon på magneten, kan magnetens posisjon bestemmes å være mellom J og K. Dersom utgangen fra føler 2 også utviste reaksjon, ville magnetens posisjon ha vært mellom J og H. I dette eksempelet er magnetens faktiske posi sjon punktet G, og føler 4 reagerer også på magnetfeltet mens føler 2 ikke gjør det. Posisjonen kan derfor oppløses til å ligge mellom K og I. [0049] The resolution can be further increased by using the values from several sensors to determine the position. In the simplest method, the values of the two highest sensors are compared to increase the resolution to higher than the sensor distance. Again referring to Figure 7, with the magnet centered at position G, sensor 3 has the highest output of the sensors in the group. If sensor 3 is the only sensor that reacts to the magnet, the magnet's position can be determined to be between J and K. If the output from sensor 2 also reacted, the magnet's position would have been between J and H. In this example, the actual position of the magnet is tion point G, and sensor 4 also reacts to the magnetic field, while sensor 2 does not. The position can therefore be resolved to lie between K and I.

[0050] Nøyaktigheten og oppløsningen kan maksimeres ved å tilpasse avstanden mellom og følsomheten til følerne, magnetens størrelse, form og feltstyrke, samt avstanden mellom føleren og magnetflaten for å sikre at 2 eller flere følere reagerer på magnetfeltet til enhver tid. Figur 9 illustrerer dette tilfellet. I dette eksempelet er disse parametrene tilpasset slik at minst tre følere reagerer på magnetfeltet til enhver tid. Med magneten i posisjon R vil føler 3 ha en utgangsverdi lik S, føler 4 vil ha en utgangsverdi lik T og føler 2 vil ha en utgangsverdi lik U. Ved nøyaktig å karakterisere følernes utgangsrespons under tilvirkningsprosessen, kan magnetens posisjon bli beregnet nøyaktig matematisk fra de tre følerutgangsverdiene med bruk av en hvilken som helst av flere metoder kjent for fagmannen. Tilsvarende algoritmer kan benyttes for å anvende et hvilket som helst antall overlappende følerresponser. [0050] The accuracy and resolution can be maximized by adapting the distance between and the sensitivity of the sensors, the size, shape and field strength of the magnet, as well as the distance between the sensor and the magnetic surface to ensure that 2 or more sensors respond to the magnetic field at all times. Figure 9 illustrates this case. In this example, these parameters are adjusted so that at least three sensors react to the magnetic field at all times. With the magnet in position R, sensor 3 will have an output value equal to S, sensor 4 will have an output value equal to T and sensor 2 will have an output value equal to U. By accurately characterizing the sensors' output response during the manufacturing process, the magnet's position can be calculated precisely mathematically from the three sensor output values using any of several methods known to those skilled in the art. Similar algorithms can be used to apply any number of overlapping sensor responses.

[0051] Mens én foretrukket utførelsesform anvender lineære Hall-Effect-følere i følergruppen, anvender en annen utførelsesform Hall-Effect-brytere. Disse bryterne er anordninger som tilveiebringer logiske nivå-utganger for å angi tilstedeværelse av et magnetfelt. Ved nærvær av et tilstrekkelig sterkt magnetfelt, vil utgangen skifte. Når feltstyrken har falt under det nødvendige nivået, vil utgangen skifte fra den foregående tilstanden. I denne utførelsesformen er ikke A/D-omformeren nødvendig i styringsenheten. [0051] While one preferred embodiment uses linear Hall-Effect sensors in the sensor array, another embodiment uses Hall-Effect switches. These switches are devices that provide logic level outputs to indicate the presence of a magnetic field. In the presence of a sufficiently strong magnetic field, the output will change. When the field strength has fallen below the required level, the output will change from the previous state. In this embodiment, the A/D converter is not required in the control unit.

[0052] Figur 10 illustrerer en graf av utgangsspenning fra en gruppe av åtte følere som funksjon av magnetposisjon. Følerne i denne gruppen er Hall-Effekt-brytere. Den vertikale koordinataksen representerer utgangsspenningen fra følerne. Den horisontale koordinataksen representerer posisjonen langs magnetens bevegelsesområde. Posisjon E representerer den ene enden av magnetens bevegelsesområde og punkt F representerer den andre enden. Når magneten passerer en gitt føler i gruppen, blir dennes utgang skrudd på med en utgangsspenning V, og blir så skrudd av når magneten har beveget seg langt nok forbi bryteren. Med bruk av denne repeterbare reaksjonen til følerne på magneten, kan magnetens posisjon beregnes når den befinner seg nær nok én av følerne. Når magneten befinner seg i posisjonen W, er utgangen fra føler 3 på og posisjonen kan således bestemmes å være mellom posisjonene X og Y. En begrensning ved denne metoden er at dersom magneten ikke befinner seg nær nok en føler til å forårsake en reaksjon, kan ikke posisjonen bli bestemt på dette stedet. [0052] Figure 10 illustrates a graph of output voltage from a group of eight sensors as a function of magnet position. The sensors in this group are Hall-Effect switches. The vertical coordinate axis represents the output voltage from the sensors. The horizontal coordinate axis represents the position along the magnet's range of motion. Position E represents one end of the magnet's range of motion and point F represents the other end. When the magnet passes a given sensor in the group, its output is turned on with an output voltage V, and is then turned off when the magnet has moved far enough past the switch. Using this repeatable response of the sensors on the magnet, the position of the magnet can be calculated when it is close enough to one of the sensors. When the magnet is in position W, the output from sensor 3 is on and the position can thus be determined to be between positions X and Y. A limitation of this method is that if the magnet is not close enough to a sensor to cause a reaction, The position cannot be determined at this location.

[0053] Denne begrensningen kan fjernes ved å plassere Hall-Effect-bryterne tett nok sammen til at posisjonene der hver føler reagerer overlapper. Figur 11 viser detalj av utgangsresponsen til de første tre følerne i gruppen. I dette eksempelet overlapper følernes reaksjonsområder. Dette innebærer både økt oppløsning og fjerner områdene hvor posisjonen ikke kan bestemmes. Når magneten er i posisjonen AA, er kun føler 2 på mens følerne 1 og 3 er av, og posisjonen kan derfor bestemmes å være mellom posisjonene BB og CC. Når magneten er i posisjonen DD, er utgangen fra både føler 2 og føler 3 på mens føler 1 er av, og derfor kan posisjonen bestemmes å være mellom CC og EE. Tilsvarende plasseringer kan benyttes for å oppnå et hvilket som helst antall overlappende følerresponser. [0053] This limitation can be removed by placing the Hall-Effect switches close enough together that the positions where each sensor responds overlap. Figure 11 shows detail of the output response of the first three sensors in the group. In this example, the sensors' response areas overlap. This implies both increased resolution and removes the areas where the position cannot be determined. When the magnet is in position AA, only sensor 2 is on while sensors 1 and 3 are off, and the position can therefore be determined to be between positions BB and CC. When the magnet is in position DD, the output from both sensor 2 and sensor 3 is on while sensor 1 is off, and therefore the position can be determined to be between CC and EE. Corresponding placements can be used to achieve any number of overlapping sensor responses.

[0054] I en annen utførelsesform er følergruppen anordnet i en forseglet forsenkning i nedihullsverktøyets legeme. Figur 12 viser en del av verktøyet med dekselet fjernet. Følerkortet 5 er anordnet i en forsenkning 75 i verktøylegemet 76. Innsatsen 2 beveger seg aksielt inne i verktøylegemet 76. Som kan sees i utsnittet i figur 13 er følerkortet 5 montert i bunnen av forsenkningen 75 i verktøylegemet 76 ved hjelp av skruer 100 og mellomstykker 101, eller tilsvarende velkjente teknikker. Et lokk 102 tetter av forsenkningen 75. En forsegling kan dannes med en hvilken som helst av en rekke velkjente teknikker, omfattende sveising, elastomere tetninger, ikke-elastomere tetninger eller metalliske tetninger. Magneten 3 sitter i innsatsen 2 og blir beveget aksielt under følergruppen. En ledning 103 er trukket ut av forsenkningen gjennom en gjennomføring 104 boret gjennom verktøylegemet 76. [0054] In another embodiment, the sensor group is arranged in a sealed recess in the body of the downhole tool. Figure 12 shows part of the tool with the cover removed. The sensor board 5 is arranged in a recess 75 in the tool body 76. The insert 2 moves axially inside the tool body 76. As can be seen in the section in Figure 13, the sensor board 5 is mounted in the bottom of the recess 75 in the tool body 76 by means of screws 100 and spacers 101 , or equivalent well-known techniques. A cap 102 seals the recess 75. A seal may be formed by any of a number of well-known techniques, including welding, elastomeric seals, non-elastomeric seals, or metallic seals. The magnet 3 sits in the insert 2 and is moved axially under the sensor group. A wire 103 is pulled out of the recess through a passage 104 drilled through the tool body 76.

[0055] I en annen utførelsesform er følergruppen anordnet i en forseglet boring i verktøylegemet. Som kan sees i tverrsnittet i figur 14 er en boring 125 dannet i verktøylegemet 126. Følerkortet 5 er anordnet inne i boringen 125. Magneten 3 er anordnet i innsatsen 2 og blir beveget aksielt under følergruppen. Boringen er forseglet med et kabelhode (ikke vist). Kabelhodet kan være sveiset fast til verktøylegemet 126 eller skrudd med gjenger inn i verktøylegemet 126, og tetningen dannes av elastomere tetninger, ikke-elastomere tetninger eller metalliske tetninger. [0055] In another embodiment, the sensor group is arranged in a sealed bore in the tool body. As can be seen in the cross-section in Figure 14, a bore 125 is formed in the tool body 126. The sensor board 5 is arranged inside the bore 125. The magnet 3 is arranged in the insert 2 and is moved axially under the sensor group. The bore is sealed with a cable head (not shown). The cable head can be welded to the tool body 126 or screwed with threads into the tool body 126, and the seal is formed by elastomeric seals, non-elastomeric seals or metallic seals.

[0056] Den magnetiske følergruppen kan bli anvendt for å angi tilstanden til en sikkerhetsventil. I denne utførelsesformen blir bevegelsen av strømningsrøret målt for å avgjøre om sikkerhetensventilen er i lukket, utliknende eller åpen posisjon, eller i en mellomliggende posisjon. Figur 15 er en skjematisk representasjon av en del av en typisk sikkerhetsventil. Føler- og elektronikkortet 150 er anordnet i en boring 151 i verktøylegemet 152. Følergruppen 153 er vendt mot den innvendige diameteren til verktøyet. Magneten 154 er anordnet i strømningsrøret 155. Kabelhodet 156 tetter av enden av boringen og letter forbindelse til overflaten. [0056] The magnetic sensor array can be used to indicate the state of a safety valve. In this embodiment, the movement of the flow pipe is measured to determine whether the safety valve is in the closed, equalizing or open position, or in an intermediate position. Figure 15 is a schematic representation of a part of a typical safety valve. The sensor and electronics board 150 is arranged in a bore 151 in the tool body 152. The sensor group 153 faces the inside diameter of the tool. The magnet 154 is arranged in the flow pipe 155. The cable head 156 seals off the end of the bore and facilitates connection to the surface.

Magneten 154 blir beveget aksielt under følergruppen 153 når strømningsrøret blir aktivert fra lukket til utliknende til åpen posisjon. Posisjonen til strømningsrøret kan bestemmes fra følerresponsen som beskrevet tidligere. I en annen utførelsesform kan følergruppen være anordnet i en mindre boring og styringsenheten kan være fjernt plassert på en annen del av sikkerhetsventilen, eller på en komponent ovenfor denne. The magnet 154 is moved axially below the sensor group 153 when the flow tube is activated from the closed to equalizing to open position. The position of the flow tube can be determined from the sensor response as described earlier. In another embodiment, the sensor group can be arranged in a smaller bore and the control unit can be remotely located on another part of the safety valve, or on a component above this.

[0057] Følergruppen kan også bli anvendt for å bestemme forlengelsen av et ekspansjonsledd. Et ekspansjonsledd består av et indre element som beveger seg aksielt innenfor et ytre element for å gjøre det mulig å endre produksjonsrørstrengens lengde. I denne utførelsesformen er magneten anordnet i det indre elementet og følergruppen er anordnet på det ytre elementet. Når det indre elementet og magneten blir beveget gjennom sitt bevegelsesområde, overvåkes følerresponsen og magnetens posisjon, og forlengelsen blir således beregnet som angitt tidligere. [0057] The sensor group can also be used to determine the extension of an expansion joint. An expansion joint consists of an inner member that moves axially within an outer member to enable the length of the production tubing string to be changed. In this embodiment, the magnet is arranged in the inner element and the sensor group is arranged on the outer element. As the inner element and the magnet are moved through their range of motion, the sensor response and the position of the magnet are monitored, and the extension is thus calculated as indicated earlier.

[0058] I de foregående utførelsesformene strekker følergruppen seg fortrinnsvis over hele lengden det ønskes å måle posisjon for. I noen anvendelser kan det være nyttig å ha en kortere følergruppe. Figur 16 representerer en utførelsesform der en kortere følergruppe blir anvendt på en fjernaktivert glidemuffe-type strømningsreguleringsanordning. Følergruppen 175 er anordnet på verktøylegemet 176 over bevegelsesbanen til innsatsen 177. En første magnet 178 og en andre magnet 180 er anordnet i innsatsen. Ytterligere magneter 182 kan legges til som nødvendig for å dekke det området av innsatsens bevegelse som det ønskes å måle posisjon for. Disse magnetene er plassert slik at magnetfeltene 179, 181, 183, fra minst én magnet, forårsaker reaksjon i følergruppen til enhver tid. Fra en kjent startposisjon kan posisjonen til en magnet som beveger seg under føler gruppen bli bestemt som beskrevet over. Ved å holde rede på hvor mange magneter som beveger seg forbi følergruppen, kan innsatsens posisjon bli bestemt med nøyaktighet. [0058] In the preceding embodiments, the sensor group preferably extends over the entire length for which it is desired to measure position. In some applications it may be useful to have a shorter sensor array. Figure 16 represents an embodiment where a shorter sensor group is used on a remotely activated sliding sleeve type flow control device. The sensor group 175 is arranged on the tool body 176 above the movement path of the insert 177. A first magnet 178 and a second magnet 180 are arranged in the insert. Additional magnets 182 may be added as necessary to cover the range of motion of the insert for which it is desired to measure position. These magnets are positioned so that the magnetic fields 179, 181, 183, from at least one magnet, cause a reaction in the sensor group at all times. From a known starting position, the position of a magnet moving under the sensor group can be determined as described above. By keeping track of how many magnets move past the sensor array, the position of the insert can be determined with accuracy.

[0059] En annen fremgangsmåte muliggjør beregning av posisjonen uten at det er nødvendig å kjenne startposisjonen. Dette kan gjøres ved å variere magnetenes polaritet eller tilpasse deres størrelse, form eller tilvirkningsmateriale for å variere deres magnetfeltstyrke. Med henvisning til figur 16 er magnetene 178 og 180 orientert med sine sydpoler vendt mot følergruppen. Magneten 182 er orientert med sin nordpol mot følergruppen 175. Magneten 180 er utført slik at den har høyere magnetfeltstyrke enn magneten 178. Magnet 182 har omtrent samme feltstyrke som magnet 178. Figur 17 er en graf av følerresponsen til de tre magnetene. Den maksimale følerutgangen for magnet 178 er V1. Den maksimale følerresponsen for magnet 180 er V2. Den maksimale følerresponsen fra magnet 182 er –V1. Fra dette kan det sees at magneten kan identifiseres fra sin responskurve. Med bruk av denne metoden og metodene beskrevet over kan innsatsens posisjon bli bestemt med nøyaktighet. Selv om dette eksempelet kun anvender tre magneter, kan denne metoden utvides til et hvilket som helst antall magneter som nødvendig. [0059] Another method makes it possible to calculate the position without it being necessary to know the starting position. This can be done by varying the polarity of the magnets or adapting their size, shape or material of manufacture to vary their magnetic field strength. With reference to Figure 16, the magnets 178 and 180 are oriented with their south poles facing the sensor group. The magnet 182 is oriented with its north pole towards the sensor group 175. The magnet 180 is designed so that it has a higher magnetic field strength than the magnet 178. Magnet 182 has approximately the same field strength as magnet 178. Figure 17 is a graph of the sensor response of the three magnets. The maximum sensor output for magnet 178 is V1. The maximum sensor response for magnet 180 is V2. The maximum sensor response from magnet 182 is –V1. From this it can be seen that the magnet can be identified from its response curve. Using this method and the methods described above, the insert's position can be determined with accuracy. Although this example uses only three magnets, this method can be extended to any number of magnets as needed.

[0060] En alternativ utførelsesform vedrører generelt en fremgangsmåte for å avføle posisjonen til nedihullsverktøy kjørt på elektriske kabler eller kveilrør i olje- og gassproduksjonsbrønner. Spesielt vedrører den et magnetisk posisjonsavfølingssystem for å bestemme posisjonen til verktøy kjørt inn i brønnen for å utføre operasjoner på installerte kompletteringskomponenter anordnet i brønnen. [0060] An alternative embodiment generally relates to a method for sensing the position of downhole tools run on electrical cables or coiled tubing in oil and gas production wells. In particular, it relates to a magnetic position sensing system for determining the position of tools driven into the well to perform operations on installed completion components arranged in the well.

[0061] I mange tilfeller er det ønskelig å vite posisjonen til et verktøy som kjøres inn i brønnen på kabel eller kveilrør. Disse verktøyene blir kjørt inn av forskjellige grunner. Ett vanlig eksempel er et shift-verktøy for å forflytte glidemuffene. I noen tilfeller er det installert flere glidemuffer med samme størrelse. I dette tilfellet må posisjonen til verktøyet i forhold til glidemuffene være kjent for å sikre at korrekt muffe blir forflyttet. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et apparat for positivt å lokalisere en gitt posisjon inne i en brønn og overvåke bevegelse av shift-verktøyet fra dette punktet under verktøyoperasjonen [0061] In many cases, it is desirable to know the position of a tool that is driven into the well on cable or coiled tubing. These tools are brought in for various reasons. One common example is a shift tool to move the slide sleeves. In some cases, several sliding sleeves of the same size are installed. In this case, the position of the tool in relation to the sliding sleeves must be known to ensure that the correct sleeve is moved. The present invention provides an apparatus for positively locating a given position within a well and monitoring movement of the shift tool from that point during tool operation

[0062] En sekvens av sylindriske magneter er anordnet i produksjonsrørstrengen i brønnen på steder der det er ønsket å tilveiebringe en nøyaktig posisjonsangivelse. En gruppe av flere Hall-effect-følere blir kjørt inn i brønnen på elektrisk kabel eller kveilrør med en innvendig ledning og detekterer magnetene. En gruppe med flere følere gir en fordel fremfor én enkelt føler i at den gir en mer nøyaktig posisjonsangivelse, og er i stand til å overvåke bevegelsen av verktøyet i forhold til magneten mens en operasjon blir utført. [0062] A sequence of cylindrical magnets is arranged in the production tubing string in the well at locations where it is desired to provide an accurate position indication. A group of several Hall-effect sensors are driven into the well on electrical cable or coiled tubing with an internal wire and detect the magnets. An array of multiple sensors provides an advantage over a single sensor in that it provides a more accurate position indication and is able to monitor the movement of the tool relative to the magnet while an operation is being performed.

Claims (20)

P A T E N T K R A VP A T E N T CLAIMS 1. Nedihulls fremgangsmåte for å bestemme posisjonen til en bevegelig komponent i forhold til en fastholdt komponent, omfattende det å:1. Nedihull's method for determining the position of a moving component relative to a fixed component, comprising: anordne minst én signalsender og flere følere som detekterer minst ett signal fra nevnte sender henholdsvis på nevnte bevegelige komponent og nevnte fastholdte komponent; ogarrange at least one signal transmitter and several sensors which detect at least one signal from said transmitter respectively on said movable component and said fixed component; and karakterisert ved det å:characterized by: bestemme hvilke av minst to tilstøtende følere som detekterer et signal fra nevnte sender; ogdetermining which of at least two adjacent sensors detects a signal from said transmitter; and beregne posisjonen til den bevegelige komponenten kun med bruk av utgangen fra følere som detekterer et signal.calculate the position of the moving component using only the output of sensors that detect a signal. 2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, omfattende det å:2. Method according to claim 1, comprising: anvende et magnetfelt som nevnte signal.apply a magnetic field as said signal. 3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, omfattende det å:3. Method according to claim 1, comprising: direkte måle lineær forflytning av den bevegelige komponenten i forhold til nevnte fastholdte komponent.directly measure linear displacement of the moving component in relation to said fixed component. 4. Fremgangsmåte ifølge krav 2, omfattende det å:4. Method according to claim 2, comprising: anvende Hall Effect-følere eller Hall Effekt-brytere som alle nevnte følere.use Hall Effect sensors or Hall Effect switches as all mentioned sensors. 5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, omfattende det å:5. Method according to claim 4, comprising: gjøre føler- eller bryterresponsen til en sender med en gitt avstand enten uniform eller forskjellig.make the sensor or switch response of a transmitter at a given distance either uniform or different. 6. Fremgangsmåte ifølge krav 4, omfattende det å:6. Method according to claim 4, comprising: dekke i hvert fall en del av hele bevegelsesområdet til den bevegelige komponenten med følere eller brytere.cover at least part of the entire range of motion of the moving component with sensors or switches. 7. Fremgangsmåte ifølge krav 4, omfattende det å:7. Method according to claim 4, comprising: anordne følerne i et hus på et nedihullverktøy og minst én magnet i en bevegelig nedihullskomponent som beveger seg lineært i forhold til nevnte hus.arranging the sensors in a housing on a downhole tool and at least one magnet in a moving downhole component which moves linearly relative to said housing. 8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, omfattende det å:8. Method according to claim 7, comprising: anvende en glidemuffe, et strømningsrør i en sikkerhetsventil, en del av et ekspansjonsledd eller en strupeventilmuffe som nevnte bevegelige komponent.use a sliding sleeve, a flow pipe in a safety valve, a part of an expansion joint or a throttle valve sleeve as said moving component. 9. Fremgangsmåte ifølge krav 4, omfattende det å:9. Method according to claim 4, comprising: bestemme nåværende posisjon til en bevegelig komponent uten å måtte kjenne dens tidligere posisjon.determine the current position of a moving component without having to know its previous position. 10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, omfattende det å:10. Method according to claim 9, comprising: anvende magneter som nevnte sendere;using magnets as said transmitters; variere polariteten til nevnte magneter, eller tilpasse deres størrelse, form eller tilvirkningsmateriale for å variere deres magnetfeltstyrke.vary the polarity of said magnets, or adapt their size, shape or material of manufacture to vary their magnetic field strength. 11. Fremgangsmåte ifølge krav 4, omfattende det å:11. Method according to claim 4, comprising: tilpasse føleravstand eller magnetegenskaper slik at minst tre følere detekterer et signal over bevegelsesområdet til den bevegelige komponenten.adapt sensor distance or magnetic properties so that at least three sensors detect a signal over the range of motion of the moving component. 12. Fremgangsmåte ifølge krav 4, omfattende det å:12. Method according to claim 4, comprising: anvende en kabel eller et kveilrør som bevegelig komponent og en rørstreng som den fastholdte komponenten.use a cable or a coiled pipe as the moving component and a pipe string as the fixed component. 13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, omfattende det å:13. Method according to claim 12, comprising: anordne minst én føler på kabelen eller kveilrøret og en gruppe av magneter på atskilte steder på bevegelige komponenter i nevnte rørstreng;arranging at least one sensor on the cable or coiled pipe and a group of magnets at separate locations on moving components of said pipe string; bestemme hvilken bevegelig komponent som er i ferd med å betjenes av nevnte kabel eller kveilrør.determine which moving component is being operated by said cable or coiled pipe. 14. Fremgangsmåte ifølge krav 4, omfattende det å:14. Method according to claim 4, comprising: sekvensielt aktivisere og lese av hver føler sekvensielt for et avfølt signal; registrere det avfølte signalet og så fjerne kraften fra en gitt føler; innhente signaler fra minst tre følere for å beregne posisjonen til den bevegelige komponenten;sequentially activating and reading each sensor sequentially for a sensed signal; record the sensed signal and then remove the power from a given sensor; acquiring signals from at least three sensors to calculate the position of the moving component; beregne posisjonen til den bevegelige komponenten med nevnte signaler enten nedihulls eller på overflaten.calculate the position of the moving component with said signals either downhole or on the surface. 15. Fremgangsmåte ifølge krav 14, omfattende det å:15. Method according to claim 14, comprising: besørge temperaturkompensasjon når et signal detekteres,provide temperature compensation when a signal is detected, direkte måle lineær bevegelse av den bevegelige komponenten i forhold til nevnte fastholdte komponent.directly measuring linear movement of the moving component relative to said fixed component. 16. Fremgangsmåte ifølge krav 4, omfattende det å:16. Method according to claim 4, comprising: direkte måle lineær bevegelse av den bevegelige komponenten i forhold til nevnte fastholdte komponent.directly measuring linear movement of the moving component relative to said fixed component. 17. Fremgangsmåte ifølge krav 16, omfattende det å:17. Method according to claim 16, comprising: gjøre føler- eller bryterresponsen til en sender med en gitt avstand enten uniform eller forskjellig.make the sensor or switch response of a transmitter at a given distance either uniform or different. 18. Fremgangsmåte ifølge krav 17, omfattende det å:18. Method according to claim 17, comprising: dekke i hvert fall en del av hele bevegelsesområdet til den bevegelige komponenten med følere eller brytere.cover at least part of the entire range of motion of the moving component with sensors or switches. 19. Fremgangsmåte ifølge krav 18, omfattende det å:19. Method according to claim 18, comprising: anordne følerne i et hus på et nedihullsverktøy og minst én magnet i en bevegelig nedihullskomponent som beveger seg lineært i forhold til nevnte hus.arranging the sensors in a housing on a downhole tool and at least one magnet in a movable downhole component which moves linearly relative to said housing. 20. Fremgangsmåte ifølge krav 19, omfattende det å:20. Method according to claim 19, comprising: anvende magneter som nevnte sendere;using magnets as said transmitters; variere polariteten til nevnte magneter, eller tilpasse deres størrelse, form eller tilvirkningsmateriale for å variere deres magnetfeltstyrke.vary the polarity of said magnets, or adapt their size, shape or material of manufacture to vary their magnetic field strength.
NO20100716A 2007-11-16 2010-05-18 Position sensor for a downhole completion device NO341848B1 (en)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US98846007P 2007-11-16 2007-11-16
US12/264,318 US8237443B2 (en) 2007-11-16 2008-11-04 Position sensor for a downhole completion device
PCT/US2008/082619 WO2009064655A2 (en) 2007-11-16 2008-11-06 Position sensor for a downhole completion device

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20100716L NO20100716L (en) 2010-06-04
NO341848B1 true NO341848B1 (en) 2018-02-05

Family

ID=40639401

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20100716A NO341848B1 (en) 2007-11-16 2010-05-18 Position sensor for a downhole completion device

Country Status (8)

Country Link
US (1) US8237443B2 (en)
AU (1) AU2008321223B2 (en)
EG (1) EG25486A (en)
GB (1) GB2467077B (en)
MY (1) MY159474A (en)
NO (1) NO341848B1 (en)
RU (1) RU2446282C2 (en)
WO (1) WO2009064655A2 (en)

Families Citing this family (33)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080236819A1 (en) * 2007-03-28 2008-10-02 Weatherford/Lamb, Inc. Position sensor for determining operational condition of downhole tool
JP2010165191A (en) * 2009-01-15 2010-07-29 Fujitsu Ltd Active tag apparatus, data reading/writing device, and system
US20110127993A1 (en) * 2009-12-02 2011-06-02 Baker Hughes Incorporated Position Monitoring Device, System and Method
SG187083A1 (en) 2010-07-23 2013-03-28 Halliburton Energy Serv Inc Method and apparatus for measuring linear displacment
US8471551B2 (en) * 2010-08-26 2013-06-25 Baker Hughes Incorporated Magnetic position monitoring system and method
US9181796B2 (en) * 2011-01-21 2015-11-10 Schlumberger Technology Corporation Downhole sand control apparatus and method with tool position sensor
US9116016B2 (en) * 2011-06-30 2015-08-25 Schlumberger Technology Corporation Indicating system for a downhole apparatus and a method for locating a downhole apparatus
US9097813B2 (en) * 2012-08-23 2015-08-04 Intelligent Spools Inc. Apparatus and method for sensing a pipe coupler within an oil well structure
EP2778339A1 (en) * 2013-03-11 2014-09-17 Welltec A/S A completion component with position detection
US9726004B2 (en) 2013-11-05 2017-08-08 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole position sensor
WO2015099641A1 (en) 2013-12-23 2015-07-02 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole signal repeater
US9784095B2 (en) 2013-12-30 2017-10-10 Halliburton Energy Services, Inc. Position indicator through acoustics
AU2014379654C1 (en) * 2014-01-22 2018-01-18 Halliburton Energy Services, Inc. Remote tool position and tool status indication
WO2016025238A1 (en) 2014-08-11 2016-02-18 Halliburton Energy Services, Inc. Well ranging apparatus, systems, and methods
GB2531782A (en) * 2014-10-30 2016-05-04 Roxar Flow Measurement As Position indicator for determining the relative position and/or movement of downhole tool componenets and method thereof
US11815352B2 (en) 2015-02-17 2023-11-14 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for determining borehole size with a borehole imaging tool
CN107250730B (en) * 2015-07-08 2021-03-23 玛丽娜·弗拉基米罗夫娜·梅德韦杰夫 Method for measuring object displacement
TWI726944B (en) * 2015-12-06 2021-05-11 美商應用材料股份有限公司 Continuous liquid level measurement detector for closed metal containers
US11442196B2 (en) 2015-12-18 2022-09-13 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods to calibrate individual component measurement
CN107044819A (en) * 2016-02-06 2017-08-15 泰科电子(上海)有限公司 The method for sensing and system of a kind of mobile object movement position
US20170227422A1 (en) * 2016-02-06 2017-08-10 Tyco Electronics (Shanghai) Co. Ltd. Method and system for sensing position of moving object and clutch piston position sensing system wtih sleep function
GB2564060A (en) * 2016-05-16 2019-01-02 Halliburton Energy Services Inc Detecting a moveable device position using fiber optic sensors
US10883361B2 (en) * 2016-10-06 2021-01-05 Halliburton Energy Services, Inc. Modular electromagnetic ranging system for determining location of a target well
GB2561606B (en) * 2017-04-21 2021-01-13 Weatherford Tech Holdings Llc Downhole Valve Assembly
US11549364B2 (en) 2018-09-04 2023-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Position sensing for downhole electronics
NO20210547A1 (en) * 2018-12-03 2021-04-30 Halliburton Energy Services Inc Flow tube position sensor and monitoring for sub surface safety valves
EP3963290A4 (en) * 2019-04-28 2023-05-03 Harco, LLC Temperature compensation method for hall effect proximity sensors
AU2019459420A1 (en) * 2019-07-31 2021-12-02 Halliburton Energy Services, Inc. Magnetic position indicator
BR112022000237A2 (en) 2019-09-17 2022-03-29 Halliburton Energy Services Inc Valve positioning system, method for modeling a tangible computer readable range and means control valve position
US11293278B2 (en) * 2020-04-22 2022-04-05 Halliburton Energy Services, Inc. Valve position sensing using electric and magnetic coupling
NL2034481B1 (en) * 2022-05-11 2023-11-20 Halliburton Energy Services Inc Downhole valve position sensing systems, downhole valves, and methods to determine a position of a downhole valve
US20230366311A1 (en) * 2022-05-11 2023-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole valve position sensing systems, downhole valves, and methods to determine a position of a downhole valve
US11761304B1 (en) * 2022-05-25 2023-09-19 Saudi Arabian Oil Company Subsurface safety valve operation monitoring system

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5666050A (en) * 1995-11-20 1997-09-09 Pes, Inc. Downhole magnetic position sensor
WO2003091654A2 (en) * 2002-04-23 2003-11-06 Fast Technology Ag Magnetic displacement transducer

Family Cites Families (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP3347766B2 (en) * 1992-06-08 2002-11-20 日本トムソン株式会社 Linear encoder and guide unit having the same
US5732776A (en) 1995-02-09 1998-03-31 Baker Hughes Incorporated Downhole production well control system and method
GB2320731B (en) * 1996-04-01 2000-10-25 Baker Hughes Inc Downhole flow control devices
JP3527814B2 (en) * 1996-10-03 2004-05-17 沖電気工業株式会社 Integrated circuit
US6041857A (en) 1997-02-14 2000-03-28 Baker Hughes Incorporated Motor drive actuator for downhole flow control devices
JPH1151693A (en) * 1997-08-06 1999-02-26 Nippon Thompson Co Ltd Linear encoder
JP4808885B2 (en) * 1999-11-16 2011-11-02 ウォーリン・ベンチャーズ・インコーポレイテッド Magnetic resonance analysis flow meter and flow measurement method
US6509732B1 (en) * 2000-05-01 2003-01-21 Honeywell International Inc. Enhanced methods for sensing positions of an actuator moving longitudinally
JP2002022403A (en) * 2000-07-13 2002-01-23 Tokyo Keiso Co Ltd Displacement detector and displacement detecting method
US6505684B2 (en) * 2000-10-20 2003-01-14 Schlumberger Technology Corporation Hydraulic actuator
RU2184844C1 (en) * 2001-05-03 2002-07-10 Самарский государственный технический университет Device for control of deep-well sucker-rod pump
US6586927B2 (en) * 2001-08-16 2003-07-01 Delphi Technologies, Inc. Hall effect position sensing in a powered parking brake system
US6736213B2 (en) 2001-10-30 2004-05-18 Baker Hughes Incorporated Method and system for controlling a downhole flow control device using derived feedback control
US6992479B2 (en) * 2003-01-31 2006-01-31 Delphi Technologies, Inc. Magnetic sensor array configuration for measuring a position and method of operating same
US7463027B2 (en) * 2003-05-02 2008-12-09 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for deep-looking NMR logging
US6848189B2 (en) 2003-06-18 2005-02-01 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for measuring a distance
US7394244B2 (en) * 2003-10-22 2008-07-01 Parker-Hannifan Corporation Through-wall position sensor
US7107154B2 (en) * 2004-05-25 2006-09-12 Robbins & Myers Energy Systems L.P. Wellbore evaluation system and method
US7219748B2 (en) * 2004-05-28 2007-05-22 Halliburton Energy Services, Inc Downhole signal source
US7030604B1 (en) * 2004-11-18 2006-04-18 Honeywell International Inc. Thermal coefficients of nudge compensation and tare for linear and rotary MR array position transducers
RU2285180C1 (en) * 2005-02-14 2006-10-10 Общество с ограниченной ответственностью "Проминжиниринг" Cut-off valve
US7872474B2 (en) * 2006-11-29 2011-01-18 Shell Oil Company Magnetic resonance based apparatus and method to analyze and to measure the bi-directional flow regime in a transport or a production conduit of complex fluids, in real time and real flow-rate
US7377333B1 (en) 2007-03-07 2008-05-27 Pathfinder Energy Services, Inc. Linear position sensor for downhole tools and method of use
US8497685B2 (en) 2007-05-22 2013-07-30 Schlumberger Technology Corporation Angular position sensor for a downhole tool

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5666050A (en) * 1995-11-20 1997-09-09 Pes, Inc. Downhole magnetic position sensor
WO2003091654A2 (en) * 2002-04-23 2003-11-06 Fast Technology Ag Magnetic displacement transducer

Also Published As

Publication number Publication date
GB201007918D0 (en) 2010-06-30
WO2009064655A2 (en) 2009-05-22
GB2467077B (en) 2012-06-27
US8237443B2 (en) 2012-08-07
RU2010123976A (en) 2011-12-27
WO2009064655A3 (en) 2009-07-09
EG25486A (en) 2012-01-15
GB2467077A (en) 2010-07-21
AU2008321223A1 (en) 2009-05-22
NO20100716L (en) 2010-06-04
MY159474A (en) 2017-01-13
AU2008321223B2 (en) 2014-01-30
US20090128141A1 (en) 2009-05-21
RU2446282C2 (en) 2012-03-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO341848B1 (en) Position sensor for a downhole completion device
CN102654051B (en) For measuring equipment and the method for the weight at down well placement and moment of torsion
NO336717B1 (en) Method and apparatus for measuring distance traveled
NO164621B (en) APPARATUS FOR MEASURING THE INTERIOR DIMENSIONS OF A PIPE, SPECIFICALLY IN A BROWN.
EP2386718B1 (en) A load cell for a downhole load measuring tool
EP2103908B1 (en) A valve position sensor
NO20161809A1 (en) Caliper tool with in-situ temperature compensation
EP2402550B1 (en) External position indicator of ram blowout preventer
US20140311735A1 (en) Blowout preventer monitor with trigger sensor and method of using same
US7784338B2 (en) Low mass sensor for free point tool
US9458714B2 (en) Downhole drilling optimization collar with fiber optics
NO330489B1 (en) Device for recording rotational parameters when joining rudder string
NO20140922A1 (en) Bending correction for deep reading azimuth propagation resistance
WO2017100024A1 (en) Inductive differential position sensor with constant current drive
AU2014202361A1 (en) Rotary drill head position measurement system
NO20131039A1 (en) Low-frequency viscosity, density and viscoelasticity foils for use in boreholes
US20150192431A1 (en) Determining a position of a hydraulic subsea actuator
JP5733740B2 (en) Landslide observation system
RU2655512C1 (en) Borehole multi-channel strainmeter and data registration and processing automated system for the mountain rocks massif stress-deformed state determination with its use
NL194556C (en) Device for the deviant drilling of a borehole in an earth formation.
EP1992819B1 (en) Piston stroke counting device
CN107966094A (en) A kind of oil well pump displacement detection device for being placed in underground installation
CN216116466U (en) Automatic control weight-on-bit torque measuring device
WO2023250263A1 (en) Actuator position sensing system
NO312046B1 (en) Measurement of internal tube dimensions in well holes, including maximum and minimum dimensions determined in time intervals